正韻律厚油層調(diào)整注水結(jié)構(gòu)的

正韻律厚油層調(diào)整注水構(gòu)造的成功做法及效果S23年轉(zhuǎn)入常規(guī)注水開發(fā)后注入水沿油層底部突進，含水上升快，注水利用率低，水驅(qū)油效果差。針對常規(guī)注水開發(fā)中的存在問題，開展了周期注水和深部調(diào)驅(qū)，有效改24t55t，42t，綜合含水由69.3%55.6%穩(wěn)油目標。同時該油藏的成功做法也為同類油藏開發(fā)供給了有利的依據(jù)。概況地質(zhì)概況XX塊構(gòu)造上位于遼河斷陷東部凹陷北部，主要含油層位為S2段，油藏埋深-1698.4～3地層該塊揭露地層自下而上為太古界潛山，下第三系沙河街組三段、一段，東營組及上第三系和第四系地層，主要目的層S2與上覆S地層不整合接觸。3 1構(gòu)造XXC體為一北高南低的單斜構(gòu)造，構(gòu)造高點在C34井四周，埋深-1698(S2頂)。3儲層特征S2儲層主要由多期沖積扇砂體疊置而成，砂體由北西向南東漸漸變薄，粒度變細，3主要巖性為砂礫巖，巖石成份以石英、長石為主，粒徑0.05～5mm，平均孔隙度17.1%，滲透117×10-3μ㎡，泥質(zhì)含量由上而下漸漸增加，平均4.38%。主要目的層段S2頂部，儲層平32ｍ，10.6ｍ〔C14-15133.7ｍ〔C15-157。油層特征及油藏類型13.1ｍ，24.6ｍ〔C15-1570ｍ14-G155，在斷塊中部油層最為發(fā)育，厚度為15～20ｍ底水油藏，原始油水界面約-1780ｍ。流體性質(zhì)758ｍPａ.ｓ〔50℃0.9726g/cm3〔20℃0℃未24.4%4.34%NaHCO1630mg/LHCO-743mg/L3 3開發(fā)簡況1987300m，1991200m20236表層水,20236，20232023121411188t45t、綜合含水76.6%，采油速度0.43%，累積采油30.1651×104t，采出程度8.43%。投轉(zhuǎn)注水井40.67，23.3168×104m30.27，累計虧空61.85×104m3。常規(guī)注水存在主要問題及緣由17t30t71.7%降至62.1%，1373m1149m，362.1%82.4%。15-157井注采曲線10090日產(chǎn)油含水80日油(t15-157井注采曲線10090日產(chǎn)油含水80日油(t)706050403020100日液(t)日產(chǎn)液動液面8060402007015-156井注水曲線60日注水50日注40(3)201002023-6-22 2023-8-1 2023-9-102023-10-20分析含水上升快的主要緣由:一是正韻律厚油層非均質(zhì)性嚴峻。儲層下部滲透率明顯好924.1×10-3μm229.5×10-3μm231二是油水粘度比大。該塊地下原油粘度為417mpa.s,油水粘度比達834。受上述兩方面因素62118.52mg/L1621.9mg/L,說明注入水己竄至油井井底,并形成無效注水通道；注水70%48.87%，23.74%。井號層號厚度〔m〕14-155井號層號厚度〔m〕14-1551222.415-157614.214-G153510.217-157518平均下756.5上34下1360.2上22.8下684上19.1下895.7上29.5下924.1上滲透級差421840304731由上述分析進一步證明由于儲層非均質(zhì)和油水粘度比大導(dǎo)致油井含水上升快。XX3．調(diào)整注水構(gòu)造的成功做法及效果開展周期注水，打破穩(wěn)定滲流場，調(diào)整平面注水構(gòu)造周期注水可行性爭論周期注水也稱為脈沖注水，其驅(qū)油機理是周期性地轉(zhuǎn)變注入量和采出量，在地層中造成不穩(wěn)定滲流場，使流體在地層中不斷重分布，從而使注入水在層間壓力差的作用下發(fā)生層間滲流，促進毛吸滲作用，增大注水涉及體積系數(shù)及洗油效率，提高采收率。通過查閱大量合周期注水。周期注水的適用范圍油層的非均質(zhì)性是周期注水成功的根底。油層潤濕性的影響。親水油層比親油油層周期注水效果好。油砂體連通性的影響.砂巖連通系數(shù)越高周期注水效果越好。

XXXX15～47倍。斷塊油層潤濕性為親水性。90%。原油物性應(yīng)適合二次采油開采方式,油層含油飽和原油物性應(yīng)適合二次采油開采方式,油層含油飽和度越高越好在穩(wěn)定注水初期取得較好效果,油層含油飽和度周期注水的時間越早效果越好.周期注水參數(shù)確實定主要取決于注水周期、注水量變化幅度、周期注水方式三方面因素。為了獵取最正確的周期注水參數(shù)及注水方式，依據(jù)周期注水的影響因素，應(yīng)用數(shù)值模擬方XX50.71.01.2〔降壓半周期為停注并選取對稱周期和短注長停的不對稱周期注水方式，分別進展數(shù)值模擬推測。結(jié)果說明，注水周期在601.0-1.2對稱式周期注水〔20-2535-40105t,50，52.3%〔88t,27t，69.3%。并且注采比可保持在0.80.5-0.6。由此確定出合理的周期注水參數(shù)及注水方式：注水周期在60天，注水量變化幅度在1.0-1.2〔20-2535-40。周期注水實施效果2023年6月首先在C15-156C16-154101.2t26.8t42.2t、綜合含68.158.3%、動液面由－1031m－807m〔1。調(diào)整井組調(diào)整前調(diào)整后調(diào)整井組調(diào)整前調(diào)整后井號C15-156C16-154小計日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%液面/m日產(chǎn)液/t日產(chǎn)油/t含水/%液面/m15-15714.88.940.1－92619.512.336.8－637347.95.629.7測不出9.87.325.0測不出14-15523.94.880.0－117335.312.066.0－96718-15637.57.580.1－99336.610.071.0－81684.126.868.1－1031101.242.258.3－80710-1520-2535-40天延長到40-501.0左右,這樣注水周期可到達70-9033t55t，55.67%，平均動液面由－1094m－1042m。斷塊自實施周期注水以來階段累計增油7276t。開展深部調(diào)驅(qū)，提高驅(qū)油效率，改善三大沖突深部調(diào)驅(qū)可行性試驗隨著周期注水時間延長，水驅(qū)前緣漸漸突破，周期注水效果漸漸變差，同時調(diào)驅(qū)技術(shù)日趨弱凝膠是由低濃度的聚合物/后續(xù)注入水的驅(qū)動下會緩慢的整體向前“漂移善三大沖突。XX主劑的選擇、濃度的掌握、粒徑的大小、交聯(lián)劑成分等的優(yōu)選做了深入分析。取C34水配制交聯(lián)聚合物溶液,聚合物溶液濃度為0.02%、0.103%、0.06%,分別注入到注水驅(qū)替后的巖心中,從試驗結(jié)果看，在水驅(qū)后用不同濃度的交聯(lián)聚合物溶液驅(qū)油,平均采收率仍15水驅(qū)交聯(lián)聚合物驅(qū)水驅(qū)交聯(lián)聚合物驅(qū)所用聚合物溶巖心序號液濃度%巖心含油ml出油量采收率%驅(qū)替時間出油量采收率% 驅(qū)替時間mlhmlh10.0252.14230.7114.2420.034.92.142.830.7314.9430.064.8241.730.7415.442-5mm體膨顆粒，對注水井底部高滲層進展封堵，后續(xù)用150ppm聚合物溶液進展連續(xù)調(diào)驅(qū)，交聯(lián)深部調(diào)驅(qū)實施效果202368C15-156體膨顆?！?%〕+聚合物溶液〔1000ppm〕1042m3，620濃度150pp12.1704.7MPa76.1m3115.3m3，日12.7t80%110020230.30.9，平均注水壓力由6.5Mpa10.9Mpa期注水末期的21t上升到43t，綜合含水由80.2%下降到72.3%,階段累增油19519t。調(diào)整注水構(gòu)造效果評價遞減率下降，穩(wěn)產(chǎn)根底得到加強110綜合遞減率自然遞減率綜合遞減率自然遞減率19 19 19 19 19 19 19 19 19 20 20 20 20 20 20 20 20 20 91 92 93 94 95 96 97 9 001 02 03 04 05 06 07 08 706050403020100-10019-20-30-40綜合含水得到掌握2023年以來含水上升率根本在理論曲線四周，綜合含水得到有效掌握，2023年底含水上升率為3.7%。茨34塊含水與含水上升率曲線

茨34塊綜合含水與采出程度關(guān)系曲線90綜當(dāng)Rm為標定10.06%時90綜當(dāng)Rm為標定10.06%時合70含水(%)5030當(dāng)Rm為20%時當(dāng)Rm為22%時當(dāng)Rm為24%時當(dāng)Rm為26%時實際值水升率(％)

含水(％)

100 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34采出程度(%)注入水利用率提高盡管斷塊存水率曲前仍為負值，但通過調(diào)整近幾年存水率得到明顯提高。茨34塊存水率與采出程度關(guān)系曲線茨34塊存水率與采出程度關(guān)系曲線21地下存水率0-12.844.446.047.649.2410.812.41415.617.218.820.4采出程度〔%〕-2-3理論存水率實際存水率-4地層壓力得到提高2023部調(diào)剖使區(qū)塊平均動液面明顯提高，地層壓力得到恢復(fù)。400500600

茨34塊歷年動液面狀況曲線

液面y液面y=0.0615x-0.1904R=0.9983y=0.04x+0.3967R=0.99691.6700800面

p 1.2Wgol 0.8液900動10001100120013001400

2023.12 2023 2023 2023 2023 2023 2023 2023 2023 2023

0.40

0 5 10 15 20 25 30Np/1t茨34塊甲型水驅(qū)特征曲線6.1%。水驅(qū)儲量增加，采收率提高17.87%，10.067.87%，35×104t。斷塊開發(fā)水平由Ⅰ類上升為Ⅱ類類別3類別3能量保持水平和能量利用程度P＞0.85PR b4 年產(chǎn)油量綜合遞減率采出程度＜50%前采出程度≥50%后5水驅(qū)狀況≤5≤7生產(chǎn)壓差根本穩(wěn)定〔±10%內(nèi)〕＞5～≤7＞7～≤9接近開發(fā)方案設(shè)計生產(chǎn)壓差逐年縮?。?＞90.69——-12.31接近序號工程一二三茨34塊1水驅(qū)儲量掌握程度%≥85＜85～≥70＜7089.652水驅(qū)儲量動用程度%≥75＜75～≥60＜6087.68采收率方向的綜合含水和采出程度曲線采收率方向6注水井分注率%≥80＜80～≥60＜60——7配注合格率%≥70＜70～≥60＜601008動態(tài)監(jiān)測打算完成率%≥95＜95～≥90＜901009操作費掌握狀況比上一年